Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 [ 26 ] 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106

б.Полагая т„ = 0,97, по формуле (5.54) находим к.п.д электродвигателя с учетом потери его мощности

-1-1

= 0,963 ;

U-ib(U0,507) 2-0,97-0,507

U t-"") (1.0,428) 2-0,97 0,428*

= 0,959.

7.Мощность, потребляемая электродвигателями основного и подпорного насосов, при работе на рассматриваемом режиме в соответствии с формулой (5.53)

nmpj 2

= 657727 Вт;

= 178464 Вт.

8.Удельные энергозатраты на перекачку нефти на рассматриваемом режиме по формуле (5.52)

Е =

855-990

(178464 + 14 - 657727) = 11,151: = 11,1? кг т

9.Ддя остальных режимов перекачки расчеты выполняются аналогично. Их результаты представлены в табл. 5.6.

Таблица 5.6

Удельные энергозатраты на перекачку для условий примера 5.5

10.На основании данных табл. 5.5 наносим на график (рис. 5.5) величины удельных энергозатрат на перекачку при соответствующей производительности нефтепровода и проводим огибающую ломанную линию через них.

1000

Рис. 5.5 Зависимость удельных энергозатрат на перекачку от производительности нефтепровода для условий примера 5.5

Как видно из рис. 5.5, величины удельных энергозатрат, соответствующие режимам 10, 32, 35 и 36, находятся выше огибающей ломаной линии, что свидетельствует о неэкономичности этих режимов.

Таким образом, рассматриваемый нефтепровод может экономично работать только на режимах 1, 14, 18, 22, 23, 28 и 39.

11.Имея перечень возможных экономичных режимов перекачки, нетрудно вычислить продолжительность работы на каждом из них для выполнения планового задания.

Пусть, например, в течение месяца (х =720 ч) необходимо перекачать V= 650000 м нефти. При этом средняя производительность перекачки в этот период

Q. 650000 720

Ближайшие к данной производительности экономичные расходы перекачки составляют Q, =855м/ч и Q, =990м/ч.

По формулам (5.56) находим продолжительность работы нефтепровода на этих режимах

: , 990-855

902.8 - 902.8 ; •

990-855

Удельные затраты электроэнергии при такой работе по формуле (5.57)

Е =

650000

1 kRt * ч (10,2 •855-465,1+ 11,1-990-254,9) = 10,6-

Пример 5.6. Рассчитать давление на входе в первый по ходу подпорный насос для схемы перекачивающей станции, приведенной на рис. 5.6. Перекачивается нефть, имеющая плотность 860 кг/м и кинематическую вязкость 2510-6 м2/с, с расходом 1100 мЗ/ч насосами НПВ 1250-60. Принять, что наиболее удаленный резервуар находится на расстоянии 870 м от подпорного насоса, а остальные величины: Zp=5M, z„„=-1,5m, кз=0,2мм. Нефть, имеющая температуру начала кипения 315К, перекачивается при температуре 293К.

Решение

1.Средняя скорость нефти в трубопроводе по формуле (5.8)

4-1100

U = -

3600-3,14-0,512-и во входном патрубке насоса

- = 1,49м/с

U. =и

= 1,49

2.Соответствующие числа Рейнольдса по формуле (5.10):

1,49-0,512

Re =

25-10 0,610-0,800

0,512

0,800 [ь;

б =30515;

= 0,б10м/с.

= 19552.

25-10"

3.Коэффициент гидравлического сопротивления в трубопроводе по формуле (5.14)

/ 68 V"

Я = 0,11- 3,9-10""+- =0,0249.

V 30515J

в нефтепровод

Рис. 5.6 Технологическая схема головной насосной станции:

1 - площадка фильтров и счетчиков; 3 - основная насосная; 4 - площадка регуляторов; 5 - площадка запуска внутритрубных инспекционных снарядов; 6 - резервуарный парк

4.Гидравлический уклон и потери напора в трубопроводе: 0,0249 1,49

1 = -

0,512 2-9,81

= 0,0055;

h, =0,0055-870 = 4,79 м.

5.Согласно технологической схемы, приведенной на рис. 5.6, на пути нефти от резервуара до насоса имеют место следующие местные сопротивления: 1) выход из резервуара; 2) однолинзовый компенсатор; 3) две задвижки; 4) тройник с поворотом; 5) два отвода 90»; 6) фильтр; 7) вход в вертикальный насос.

б.По формулам (5.66) - (5.73) вычисляем коэффициенты этих сопротивлений:

ком,и =0.153 + 5964/30515 = 0,348;

комп1=0,35 + 3,58-10-ехр[з,56-10-(150000-30515)] = 0,602;

=2,15-10•19552--=13,3; яиф.= 0,147-30515/(30515-16700) = 0,325;

W =0.5-0,325 = 0,163.

Остальные величины принимаем по рекомендациям § 5.8: для выхода жидкости из резервуара it, = 0,92; для полностью открытой задвижки £,ззд„ =0,15; для фильтра £,ф =2,2; для тройника с поворотом . = 3,0.

Таким образом, сумма величин коэффициентов местного сопротивления

= 0,92 + 0,348 + 2-0,15 + 3,0 + 2-0,602 + 2,2 + 0,163 + 13,3 = 21,5.

7.Суммарные потери напора на местных сопротивлениях по формуле (5.25)

Z1 4Q h„ =21,5- = 2,43м. 2-9,81

8.Напор на входе в насос по формуле (5.65), в которой величину Hp принимаем равной взливу «местного» остатка 0,3 м,

р., l 01325 5 j 5q3 M4 4J9 2,43 = 11,5m.

Ppg 860-9,81

2-9,81

9.Давление насыщенных паров нефти при температуре перекачки по формуле (3.20)

Рз =101325-ехр

10,53

Г. 315

293 j

= 45956 Па

и напор, соответствующий р,

45956

h =-= 5,45 м.

860-9,81

Ю.Число Рейнольдса для насоса по формуле (3.14)

Re. 551250.

" 60-25-Ю-

Так как Re„ > 20000, то коэффициент сопротивления на входе в насос =1,0.

И.Поправки к кавитационному запасу на температуру и вязкость по формулам (3.26):

ДЬ, =0,449-5,45""= 1,0 м;

Ah =1- = 0,019 м. " 2-9,81

12.Допустимый кавитационный запас насоса при перекачке нефти по формуле (3.25)

АЬд„„.„=2,2-1,1-(1-0,019) = 1,21м. 13.Правая часть неравенства (3.19)

- + Ah.

45956 , 0,61 , ,.

+ 1,21- = 6,64 м.

2g 860-9,81

2-9,81

Так как 11,5 > 6,64, то неравенство (3.19) выполняется и, следовательно, всасывающая способность подпорного насоса обеспечена.

Пример 5.7. Рассчитать продолжительность полного удаления газовой фазы из участка нефтепродуктопровода длиной 18 км, с внутренним диаметром 355 мм при перекачке по нему бензина вязкостью 0,61-10-6 мУс с расходом 354 мУч. Принять поверхностное натяжение на границе газовое скопление - бензин равным 0,022 Н/м. Расчетная схема нефтепродуктопровода приведена на рис. 5.7. Начальные объемы газовых скоплений в верщинах: № 1 - 10,2 м; № 2 - 1,7 мЗ; № 3 - 9,3 мЗ; № 4 - 12,6 мЗ; № 5 - 4,9 мЗ.